現階段多省消納抽蓄電站市場化運行存在的問題
目前，在省間電力現貨市場出清后，網調根據次日全網預測負荷統一制定所有多省消納抽蓄電站的抽發電力曲線，按照政府相關部門規定的分電比例分解到各省聯絡線執行。這種做法延續了數十年，也得到政府相關部門和省級調度機構的認可。但是近年來，隨著風光發電裝機的迅猛增長和電力市場建設的快速推進，這種做法存在的問題和引發的矛盾也日益明顯。
分省抽發電力曲線未能很好地滿足省級電網負荷需求
多省消納抽蓄電站抽發電力曲線制定的依據是區域電網預測負荷曲線。但是從省級電網角度考慮，由于受各省外購電情況不同、風光新能源出力情況不同、省內機組檢修情況不同等因素影響，省級電網凈負荷曲線形狀與區域電網負荷曲線形狀必然不同，因此，對抽蓄電站的抽發時間、抽發出力的要求也不盡相同。也就是說，網調下發的分省抽發電力曲線是固定的，沒有考慮省調的個性化需求，事實上也無法考慮分省個性化需求，因為不同省份之間的個性化需求可能是矛盾的。例如在中午時段，光伏裝機較大的省調要求抽蓄電站抽水，而光伏裝機較小的省調可能要求抽蓄電站發電，而這種同一時段部分抽蓄機組發電、部分抽蓄機組抽水的做法，因為損害了社會福利是被禁止的。從自身角度出發，部分省調甚至省級政府相關部門認為其承擔了份額內抽蓄機組的容量成本，但是并沒有完全享受這部分抽蓄容量的運行收益，對此頗有微詞。
多省消納抽蓄電站利用小時數偏高
多省消納抽蓄電站抽發電力曲線每日制定，也就是說，抽蓄電站每天都要進行抽發運行。事實上，一年中除了在保供和保消納時段抽蓄電站必須調用且抽蓄容量不夠用外，在其余大部分時段電網的調峰需求完全可以通過火電機組正常出力調整來滿足，這個代價是非常小的。在無需調用抽蓄電站進行調峰的時段調用抽蓄，其代價是損失20%～25%左右的抽發轉換電量，這意味著帶來巨額社會福利的損失。此外，無效的抽蓄調用還將導致抽蓄電站年度利用小時數虛高，給抽蓄電站規劃投資發出錯誤的經濟引導信號。
抽蓄份額容量跨省轉讓困難
在部分時段，部分省份可能無須使用份額內抽蓄容量，這就存在抽蓄容量省間互濟的可能性。建立相應的抽蓄容量跨省轉讓市場機制本是體現大電網互聯互濟優勢、優化電力資源配置的好事，但是在實踐過程中遇到了較大困難。抽蓄容量轉讓的本質是抽發電能轉讓，出讓省份認為應該在出讓時段考慮容量成本的回收，否則就是省份利益流失。由于抽蓄電站的容量成本巨大，且轉讓時段有限，因此，平攤容量成本后折算的電能轉讓價格居高不下，甚至可能高達10元/千瓦時。這個電價遠高于省間電力現貨市場和省級電力現貨市場的出清限價，也高于需求側響應電價。在這種情況下，抽蓄容量受讓省份將對受讓抽蓄容量失去興趣，轉而通過購買其他途徑更低價的電能來滿足省內需求。這是抽蓄份額容量跨省轉讓面臨的最大困難，也是建立抽蓄容量省間互濟市場機制的最大堵點。
多省消納抽蓄電站運行和容量成本分攤機制的改進建議
針對多省消納抽蓄電站在運行和容量成本分攤機制方面存在的問題，在考慮歷史和國情的基礎上，提出以下兩方面改進建議：
以按需調用為原則改進多省消納抽蓄電站調用流程
在多省消納抽蓄電站抽發電力曲線制定方面，建議改目前網調單方制定模式為網調省調共同制定模式，具體做法為：省調根據個性化需求在份額容量內自行制定抽發平衡的抽發電力曲線上報網調，網調對所有省調上報曲線進行平衡修改后，最終確定需要物理執行的抽蓄電站抽發電力曲線。這個改進的優點是，其一滿足了省調個性化需求;其二避免了分散決策可能帶來的安全風險，網調在平衡修改時可以考慮抽發電量上限約束，避開抽蓄機組振動區等安全問題;其三釋放了巨大的社會福利，不同省調個性化需求之間存在互補的可能性。例如在某時段，A省調要求抽水10萬千瓦，B省調要求發電10萬千瓦，網調平衡結果是抽蓄機組停機。同樣是抽蓄機組停機，現行做法是A省和B省的口子計劃變量為0，兩個省調的個性化需求均未滿足。而改進做法是A省口子計劃變量為-10，B省口子計劃變量為10，兩個省調的個性化需求均得到滿足。網調在平衡省調需求后，抽水電量必然大于發電量對應的所需抽水電量，需要調減抽水電量，這實質上是個性化需求互補帶來的增量社會福利，可以按照平分或其他原則分攤至各省調。需要指出的是，在有需求的時段，省調可以突破自己的份額容量來制定抽發電力曲線，前提是擁有相應份額容量的其他省調沒有申報使用需求，這個機制既保證了抽蓄容量的按需調用，又避免了抽蓄容量的浪費。
以按實分攤為原則改進多省消納抽蓄電站容量成本分攤機制
目前，多省消納抽蓄電站容量成本分攤比例與分電比例相同，均是固定不變。相比電量成本，抽蓄電站的容量成本要大得多。因此，分攤的容量成本無法通過優化運營來改變，這個事實在一定程度上抑制了省調優化抽蓄容量運行的積極性，也造成了部分時段的無效調用。在抽蓄電站抽發曲線改由省調個性化制定之后，建議抽蓄電站容量成本分攤打破現有的固定分攤比例，改為根據各省年度實際利用小時數比例進行分攤，以體現“多用多分”的市場原則，這將促進對抽蓄容量的有效調用，減少無效調用帶來的社會福利損失。此外，真實有效的利用小時數將發出正確的經濟激勵信號，準確引導抽蓄電站的中長期規劃投資。在改革初期，為了避免省間利益的過大調整，可以考慮先從多省消納抽蓄電站容量成本中拿出10%按照實際利用小時數比例進行分攤，其余90%容量成本仍然按照現有辦法分攤，然后逐年提高按實分攤比例，直至最終實現完全按實分攤。從實施效果上分析，按實分攤在一定程度上體現了多省消納抽蓄電站容量的省間互濟能力。
電力現貨市場環境下抽蓄電站的發展模式探討
抽蓄電站作為發電側靈活性調節資源，其在新型電力系統建設中占有重要地位。截至目前，考慮全壽命周期的抽蓄電站度電成本仍然低于電化學儲能度電成本。因此，抽蓄電站的發展前景光明，其在電力現貨市場環境下的發展模式受到了政府相關部門和社會各界的高度關注。在考慮新型電力系統建設和電力現貨市場推進這兩個最重要影響因素的基礎上，以下對抽蓄電站在電力市場化改革中發展的數個熱點問題進行分析探討并提出初步結論，以期拋磚引玉，共同推動抽蓄電站的高質量發展。
抽蓄電站的發展前景應該讓市場決定
隨著風光裝機的快速增長，負荷峰谷差日益加大，電網安全運行的難度也隨之增大，這是近年來抽蓄電站建設加速的主要原因，也是國家政策將抽蓄電站容量成本納入省級電網輸配電價回收的主要考量點之一。但是我們應該清楚地認識到，電力現貨市場環境下負荷峰谷差仍然巨大的主要原因是電力市場化改革還沒有完全到位，負荷側未能真正參與市場調節。國內現貨市場普遍采用用戶側報量不報價和發電節點加權平均電價作為用戶側統一電價的方式，這使得市場出清電價無法有效傳導至用戶側，電價激勵信號在用戶側出現失靈。隨著電力現貨市場建設的深入推進，在不遠的將來，用戶側將直接按節點電價結算。此時，節點電價調節用電行為的功效將真正發揮出來。在電價激勵下，負荷將自動調節用電曲線以謀求收益最大化，高價時段用電負荷將減小，低價時段用電負荷將增加。電網運行的峰谷差將因市場負荷用電行為的改變而變小。換句話說，在電力現貨市場環境下，具有負荷價格彈性的用戶就是抽蓄電站最大的競爭對手，并且與抽蓄電站相比，用戶參與調峰的優勢相當明顯，其一是不存在抽發轉換帶來的20%～25%的電能損耗;其二是節省了抽蓄電站建設的巨大投資，也沒有后續的折舊費用和運行費用。
可見，在電力現貨市場環境下我們是否需要抽蓄電站，需要多大容量規模的抽蓄電站，這些問題的答案最終將取決于用戶的選擇。如果用戶對電價敏感，積極參與調峰，那么電網的峰谷差將變小，峰谷價差也將隨之變小，此時抽蓄電站的功能和發展空間將十分有限。反之，如果用戶對電價不敏感，不愿意參與調峰，那么巨大的峰谷價差將為抽蓄電站提供足夠的發展空間。此外，目前抽蓄電站容量成本計入輸配電價的做法可能也存在爭議。首先是公平性問題，抽蓄電站容量成本能進輸配電價，為何功能相同的電化學儲能電站容量成本不能進輸配電價?其次由于單個抽蓄電站投資巨大，大量抽蓄電站投產運行后將使得省級電網輸配電價不堪重負，長期來看可能難以為繼。
抽蓄電站參與的市場品種應該多元化
目前，國內試點的省級電力市場均采用節點電價體系。節點電價實質上是統一邊際電價的高級形式。統一邊際電價鼓勵發電機組按照邊際成本報價。在新型電力系統中，由于風光機組占比上的絕對優勢，市場出清的邊際機組通常是風光機組，而風光機組的邊際成本為零。也就是說，在新型電力系統發展后期，風光等新能源機組之間的市場競爭將促使市場出清電價趨于零。
由于新能源發電的能量來源存在高度不確定性，風光機組難以提供合格的輔助服務，從而使得目前電力系統中稀松平常的輔助服務將變成新型電力系統中的稀缺資源，其價格有可能大幅上漲。目前，輔助服務價格通常占電能價格的3%～5%，在新型電力系統建設背景下，這個占比將大幅上升，甚至可能出現輔助服務價格與電能價格倒掛的情況。
綜合考慮新型電力系統中的市場特點，抽蓄電站必須充分發揮自身機組響應速度快、無最小技術出力約束等固有技術優勢，積極參與多品種市場競爭。
電力現貨市場。這是目前國內抽蓄電站參與的主要市場品種，抽蓄電站以報量報價或者報量不報價(價格接受者)的方式參與，通過抽水與發電工況的轉換，賺取不同時段節點電價的差價。在目前負荷側尚未放開的情況下，差價空間較大;當負荷側放開后，一方面隨著用戶對電價激勵的自主響應，電網負荷峰谷差的量必定減小，另一方面隨著抽蓄電站、電化學儲能電站的不斷投產，靈活性調峰資源的供應將持續增加。在需求減少、供應增加的市場環境下，指望差價空間變大是不現實的，因此，單靠電力現貨市場收益可能難以“養活”抽蓄電站。
電力輔助服務市場。利用抽蓄電站響應速度快、調節精度高的自身技術特點提供優質的輔助服務。在某些輔助服務品種上，抽蓄電站存在天然優勢。抽蓄電站可以參與的輔助服務市場包括：轉動慣量市場、一次調頻市場、AGC調頻市場、備用市場和爬坡市場。此外，抽蓄電站還能提供不適合市場競爭的輔助服務品種，如無功支持、黑啟動等。在轉動慣量市場、一次調頻市場和爬坡市場，抽蓄電站具有明顯競爭優勢，只是目前在國內前兩個輔助服務市場尚未建立。電力輔助服務市場應該是抽蓄電站未來主攻的市場方向。
容量市場。在國內電力現貨市場電價上限偏低的情況下，必須考慮建設機組容量成本回收的容量市場。近期，國家發改委出臺的煤電機組容量電價機制就是容量市場的一種表現形式。在容量成本不計入輸配電價假設前提下，抽蓄電站作為可以頂峰發電的電源理應享有容量市場收益。在容量市場，抽蓄電站應該和火電機組享有同等待遇;對于存量抽蓄電站，由政府相關部門制定標準進行容量補償;對于增量抽蓄電站，可直接參與容量市場競價出清。
在電力現貨市場環境下，抽蓄電站的收入來源將呈現多樣化，但輔助服務市場可能是抽蓄電站最重要的利潤來源，建議抽蓄電站做好兩件事：其一是積極呼吁推動轉動慣量等相關輔助服務市場建設;其二是深入研究相關輔助服務市場并做好相應的人才儲備。
